Key Technologies for Slim Hole Drilling in the Southern Sulige Block
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摘要: 针对苏里格南区块小井眼钻井存在的钻头选型困难、井眼轨迹控制难度大、电测遇阻频繁、井漏严重和钻井速度慢等技术难点，开展了PDC钻头优化、螺杆钻具改进、钻具组合优选、井眼轨迹控制、钻井液体系优选和井下故障防控等关键技术研究，形成了苏里格南区块小井眼钻井关键技术，并在80余口井进行了现场应用。应用结果表明：改进后的PDC钻头性能稳定，机械钻速高，6口井钻井周期在10 d以内；优选的钻具组合和螺杆钻具能实现了二开“两趟钻”的提速要求；采取调控钻井液密度、降低压耗和预加随钻堵漏材料等措施钻穿易漏层，防漏堵漏效果显著；优化钻井液性能，提高了电测一次成功率。苏里格南区块小井眼钻井关键技术为该区块小井眼安全高效钻井提供了技术支撑。Abstract: Technical difficulties have been encountered in slim hole drilling in the Southern Sulige Block. The difficulties include bit selection, well trajectory control, frequent sticking during electrical logging, severe lost circulation and low penetration rate, etc. Therefore, researches on key technologies such as PDC bit optimization, PDM tool improvement, BHA optimization, well trajectory control, optimal selection of drilling fluids systems, anti-leakage and plugging were carried out, and formed key technologies for slim hole drilling in the Southern Sulige Block, which were applied in more than 80 wells. Field applications suggest that the improved PDC bit has stable performance, with high penetration rate. Among them, the drilling cycle of 6 wells is less than 10 days; the optimized BHA and PDM tools can meet the requirement of “two-run drilling” in the second-spud section. By implementing the strategy of controlling the drilling fluid density, reducing the pressure loss and pre-adding plugging material while drilling the thief zone, etc., remarkable anti-leakage and plugging effects were achieved; Drilling fluid properties have been optimized to improve the success rate of one-time electrical logging. The key drilling technologies for slim holes in the Southern Sulige Block have provided technical support for safe and efficient slim hole drilling on this area.ea.
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苏里格南区块小井眼井采用二开井身结构，二开ϕ152.4 mm裸眼段长达3 200.00 m，存在环空间隙小、易井漏的风险；自上而下分别钻遇安定组、直罗组、延安组、刘家沟组、石千峰组和石盒子组等地层，地层可钻性差异性较大，钻头选型困难[1-4]。二开小井眼设计为稳斜、降斜井段，采用小尺寸钻具组合，刚性与受力状态发生了变化，采用的井眼轨迹控制措施与常规钻具组合不完全相同；可行性论证计算得出，达到正弦屈曲的最小钻压为146.2 kN，达到螺旋屈曲的最小钻压为326.3 kN，不会发生正弦弯曲和螺旋弯曲；但实钻发现，800.00～3 000.00 m长稳斜控制井段始终呈降斜趋势，特别是1 200.00～2 200.00 m井段降斜率达（1.7°～2.7°）/30m，方位向左漂移。井斜、方位及钻井液性能对反扭角作用的影响严重，滑动钻进时，小尺寸钻具工具面会受反扭角作用影响，转动钻具不容易调整工具面，井眼轨迹控制难度大。同时，延长组上部硬脆性地层（1 300.00～1 600.00 m井段）掉块严重，极易形成“糖葫芦”井眼，是电测遇阻的主要井段。延长组中部和刘家沟组底部小井眼环空间隙小，压耗成倍增加，进一步增加了易漏失层位的井漏风险。针对上述技术难点，笔者开展了小井眼PDC钻头优化与改进、螺杆钻具改进、钻具组合优选等关键技术研究，形成了苏里格南区块小井眼钻井关键技术，现场应用后提速效果显著，为苏里格气田及国内其他地区小井眼高效钻进提供了技术参考。
1. 钻井技术难点
苏里格南区块采用丛式井开发，一个平台通常布置9口井，包括1口直井和8口四段制定向井，水平位移分为1 000.00，1 400.00和1 600.00 m。一开采用ϕ215.9 mm钻头钻进，二开使用ϕ152.4 mm钻头钻进，造斜点一般在井深400.00 m左右，二开裸眼段长达3 200.00 m，存在的钻井技术难点为：
1）机械钻速低。井眼直径小，PDC钻头和螺杆钻具选型困难，机械钻速低，工具寿命短。
2）井眼轨迹控制难度大。与常规钻具组合相比，小尺寸钻具组合的刚性与受力状态发生了变化，井眼轨迹控制难度大；大位移井和三维绕障井滑动钻进摩阻大，定向钻进托压严重，使井眼轨迹控制难度加大。
3）裸眼段长且水平位移大。钻井过程中摩阻、扭矩大，对钻井液性能要求高，井眼润滑、井壁稳定维护困难，电测一次成功率低。
4）井漏风险大。由于环空间隙小，循环压耗大幅增大，下钻时激动压力过大，易漏失层位的井漏风险增大。
2. 钻井关键技术研究
针对小井眼钻井技术难点，开展了PDC钻头优化、螺杆钻具改进、钻具组合优选、井眼轨迹控制、钻井液优选和性能优化及井下故障防控等关键技术研究。
2.1 钻头优化及改进
SD6532型和SD6531型PDC钻头的现场试验结果发现，钻头均出现不同程度泥包现象，特别是SD6532型PDC钻头泥包较为严重[5]，且钻井机械钻速低，水力模拟发现该钻头存在低流速区。为此，调整了喷嘴直径和数量，由6个等径喷嘴调整为5个非等径喷嘴，以改变井底流场和喷射方向，有效清洁井底，解决钻头泥包问题；为解决机械钻速低的问题，增加了钻头的攻击性，以提高钻头吃入深度和破岩效率。主要从以下几个方面进行了优化：
1）增大保径长度。采用三长两短的刀翼设计思路，增大保径面长度，确保在定向井段滑动钻进时工具面稳定，在直井段钻进中有利于防斜打直。
2）调整布齿，增强攻击性。主切削齿数量由17片减少至15片（见图1），后倾角由原来的14°～20°减小为12°～18°，侧倾角控制在0°～10°，通过减小复合片倾角，来提高钻头的攻击性。
3）优化水力参数。采用宽深水槽设计，减小刀翼厚度；设计5个可调水眼，便于调整钻头水力参数。
4）调整钻头复合片的出露高度。复合片出露高度由6.0 mm增大至8.0 mm，钻进时可以增大钻头吃入地层的深度，提高机械钻速。
2.2 定向工具和钻具组合优选
优选定向工具和钻具组合的主要原则是：满足小井眼钻进排量和PDC钻头高转速的要求。优选螺杆钻具时要考虑其自带稳定器的尺寸和角度，以满足造斜要求并延长使用寿命；优选钻具组合时，应考虑降低循环压耗和减轻钻井泵负荷。
2.2.1 螺杆钻具优选及改进
根据苏里格南区块的地层特点，结合实际井身结构，计算可知选用1.25°螺杆钻具最佳。小井眼选用了3种型号的螺杆钻具，其主要区别是：上部井段螺杆钻具转速高，输出扭矩小；下部井段螺杆钻具转速低，输出扭矩大（见表1）。
表 1 不同型号的螺杆钻具施工参数Table 1. Construction parameters of different types of PDM tools使用井段 型号 头数 级数 螺杆总长/m 使用井段/m 排量/(L·s–1) 转速/(r·min–1) 扭矩/(N·m) 压降/MPa 功率/kW 上部 5LZ127X7Y-IV 5︰6 5.0 7.42 720～2 300 16 197 3 012 4.0 52 中部 7LZ127X7Y-V 7︰8 3.8 7.66 2 300～3 000 16 120 4 018 3.0 46 下部 7LZ127X7Y-AD 7︰8 3.8 7.66 3 000～4 000 14 60 7 600 3.4 40 从表1可以看出，5LZ127X7Y-IV型螺杆钻具的优点是转速高，钻进上部软地层时钻速较高，但遇到硬地层或夹层时钻速下降迅速，且头数5︰6时的性能不稳定。7LZ127X7Y-V型螺杆钻具的优点是输出扭矩大、使用寿命长，但转速相对较低，适用于中部井段。7LZ127X7Y-AD型螺杆钻具用于下部地层时排量高、输出扭矩大、寿命长，但转速很低，不能满足PDC钻头对高转速的要求。
为了提高机械钻速、增加进尺、延长使用寿命，结合上中部井段使用的2种型号螺杆钻具的优点，将螺杆钻具自带稳定器的长度由190.0 mm缩短至120.0 mm，外径由151.0 mm缩小至148.0 mm。改进后螺杆钻具型号为7LZ127X7Y-VII，头数7︰8，级数5.0，总长7.66 m，排量14 L/s，转速148 r/min，扭矩3 673 N·m，压降4.0 MPa，功率64 kW，特点是转速高、扭矩较大，有利于减轻托压，降低卡钻风险。
2.2.2 钻具组合优选
优选钻具组合时需要充分考虑苏里格南区块地层自然降斜规律的影响（见表2），合理选择稳定器尺寸，降低滑动钻进比例，从而提高钻井机械。
表 2 地层自然降斜规律统计结果Table 2. Statistical results of the natural dip law of stratum地层 造斜规律 降斜率/（（°）·（30m）–1） 直罗组 降斜 0.49～0.74 延安组 降斜 0.49～1.96 延长组 降斜 0.40～3.00 纸坊组 降斜 0.28～0.80 和尚沟组 降斜 0.20～0.80 刘家沟组 降斜 0.23～1.59 石千峰组 降斜 0.20～1.19 石盒子组 降斜 0.22～1.50 山西组 降斜 0.10～0.50 太原组 降斜 0.10～0.50 本溪组 降斜 0.10～0.50 马家沟组 降斜 0.10～0.30 1）表层直井段—造斜段。大多数井在井深400 m左右造斜，为满足造斜率、滑动钻进提速和工具面稳定的要求，推荐钻具组合为ϕ215.9 mm PDC钻头+ϕ172.0 mm×1.25°螺杆钻具（带ϕ212.0 mm稳定器）+ϕ212.0 mm球型稳定器+ϕ172.0 mm无磁钻铤+ϕ172.0 mm MWD短节+ϕ127.0 mm加重钻杆+ϕ127.0 mm钻杆。
2）二开造斜段—稳斜段。钻遇地层为延长组、纸坊组、和尚沟组和刘家沟组，根据地层自然降斜规律，选择ϕ142.0～ϕ144.0 mm稳定器，推荐钻具组合为：ϕ152.4 mm PDC钻头+ϕ127.0 mm×1.25°螺杆钻具（带ϕ148.0 mm稳定器）+ϕ120.0 mm浮阀+ ϕ142.0～ ϕ144.0 mm球型稳定器+ϕ120.0 mm无磁钻铤+ϕ120.0 mm MWD短节+ϕ120.0 mm无磁钻铤+ϕ101.6 mm加重钻杆+ϕ101.6 mm钻杆，确保该钻具组合在延长组的降斜率为（0.3°～0.4°）/30m，其他地层总体降斜率为（0.1°～0.6°）/30m。
3）二开稳斜段—降斜段。所钻地层为石千峰组、石盒子组、山西组、太原组和马家沟组等，考虑地层自然降斜，将上稳定器直径调整为146.0～148.0 mm，以满足降斜要求，达到井眼轨迹控制要求。
2.3 井眼轨迹控制技术
根据该区块地层自然降斜的特点，优化井眼轨道设计，采用“直—增—稳—降” 四段制剖面设计。一开造斜时，可充分利用地层可钻性好、浅层造斜难度小和不同造斜点有利井眼防碰的特点，既可优化井眼轨道、提高钻井速度，又可浅层分离丛式井眼、降低平台井之间的碰撞风险。二开井段主要采用稳斜、微降斜剖面控制井眼轨迹，下部地层应用连续微降斜方式控制井眼轨迹至靶点，从而减少起下钻次数，实现钻井提速。
2.3.1 井眼轨道设计优化
1）造斜点和造斜率选择。造斜点尽量选择在地层成岩性好且比较稳定的井段[6-11]。该区块造斜点常选在ϕ215.9 mm井眼内，井深400 m左右。平台丛式井组造斜点之间距离要求50.00 m以上，以实现多井井眼轨迹之间有序合理错开，防止井眼轨迹交叉碰撞，实现二开位移及井斜控制，降低井眼碰撞风险。平台丛式井设计的造斜率通常优化为（2.4°～3.0°）/30m，降斜率小于3.0°/30m，一开造斜井段设计的狗腿角较小，可降低钻具侧向力；二开降斜井段设计采用较小狗腿角，以降低钻具的交变应力和整体摩阻，防止卡钻风险。
2）井眼防碰。防碰是丛式井组平台安全钻井的关键，因此对于浅层距离小于15.00 m的上部直井段，采用“牙轮钻头+螺杆钻具”钻具组合。正钻井与完钻井距离小于15.00 m时，要求每个单根都进行防碰扫描计算，当显示两井井眼的安全分离系数小于1.50或距离接近4.00 m时，在充分考虑盲区影响的前提下，进行反向绕障，直至防碰距离达到安全要求。
不选择PDC钻头的主要原因：PDC钻头与高转速螺杆钻具配合复合钻进时，钻头易切碰套管；滑动钻井时，PDC钻头采用小钻压钻进，碰到套管时井下振动较小，钻具振动不易被施工人员发现。
2.3.2 井眼轨迹控制技术
1）直井段轨迹控制。井眼轨道设计要求直井段水平位移不大于4.00 m，井斜角小于2.0°，两井防碰距离不得小于4.00 m。考虑上部地层较软，加大钻压快速钻进时易发生井斜。因此，上部直井段加密测斜，发现井斜角超标时，采用滑动钻进控制直井段水平位移和防碰距离；常用钻具组合：ϕ215.9 mm牙轮钻头+ϕ172.0 mm单弯螺杆+ϕ212.0 mm稳定器+ϕ172.0 mm浮阀+ϕ177.8 mm无磁钻铤+ϕ172.0 mm MWD无磁短节+ϕ127.0 mm无磁加重钻杆+ϕ127.0 mm加重钻杆+ϕ127.0 mm钻杆；钻井参数：钻压为20～40 kN，转速为50 r/min。
2）降斜段轨迹控制。二开受地层岩性的影响，复合钻进时会微降斜，不易控制。因此，全井井眼轨迹控制的重点是控制二开井斜，采用缓降斜实现中靶。控制措施为：最大井斜角取上限，一开将最大井斜角增至设计值+3.0°；二开优化稳定器直径，根据钻遇地层的特点，选择不同直径的稳定器，实现井眼轨迹平稳控制；及时调整钻井参数，在保障井下钻具安全的前提下增大钻压或减小钻压，实现井眼轨迹基本稳斜或缓降斜。
3）中靶控制。为提高中靶精度，保证井眼轨迹优质率，丛式井组的单井每次起钻时进行多点测斜，对钻井过程控制数据进行校核；过程监控的MWD或单点数据的靶心距≤靶区半径×0.7，从源头减小靶心半径有效控制范围，从而提高小井眼定向井井身质量。
2.4 钻井液优选
小井眼钻井存在裸眼段长、间隙小、摩阻大、井壁稳定性差等技术难点。室内评价表明，高效水基钻井液、天然高分子钻井液和天然高分子+有机盐钻井液等3种钻井液都能满足小井眼钻井施工要求。为将井下风险降到最低，同时满足环保要求，最终选定抑制性最好的天然高分子+有机盐钻井液，其配方为2.0%～3.0%膨润土+0.1%～0.3% KPAM+0.1%～0.3%IND-30+0.5%～2.0% NAT-20+1.0%～3.0%NFA-25+1.0%～2.0%PGCS-1+ 0.1%～0.3%BZ-HXC-1+3.0%～5.0%有机盐+ BZ-RH-1+乳化沥青+Na2CO3。
该钻井液抑制性强，能够解决滤失、抑制和防塌等方面的问题，并满足安全及环境保护要求，有利于保护油气层。天然物原料处理剂易生物降解，白沥青可实现屏蔽暂堵，聚合醇的浊点效应形成微乳状液，而且聚合醇可吸附在油气层孔道表面及油水界面，降低界面张力和水锁损害。
2.5 井下故障防控技术
为解决电测一次成功率低、电测阻卡及井漏较多等技术难点，从优化钻井液性能、控制井径扩大率和实施全井封闭等方面[12-13]，研究了针对性的防漏堵漏技术方案。
1）提高电测一次成功率。加大抑制防塌剂及大分子用量，分段量化滤失量，尤其在900.00～1 600.00 m井段，控制钻井液滤失量10～15 mL，漏斗黏度35～38 s，适当降低排量，控制井径扩大率，有效规避“糖葫芦”井眼；完钻后短起下钻破坏台阶，变流量洗井携岩，采用三段封闭浆封固整个裸眼段，不规则井段井眼顺滑，确保电测仪器在井眼中行进时无拐点，从而提高电测一次成功率。
2）防漏堵漏技术。控制钻井液密度，钻进表层的钻井液密度1.02～1.06 kg/L，钻进石千峰组前钻井液密度小于1.10 kg/L，钻进石千峰组至井底的钻井液密度为1.11～1.16 kg/L；钻至易漏地层（延长组中部和刘家沟组底部）上下100 m时，将钻井液排量降至12 L/s，可降低环空压耗当量密度0.03 kg/L（见表3）。
表 3 降排量后环空当量密度计算结果Table 3. Calculation results of annular equivalent density after reducing the flowrate易漏层 垂深/
m井深/
m钻井液密度/
（kg·L–1）排量/
（L·s–1）上返速度/
（m·s–1）环空压耗/
MPa对应当量密度/
（kg·L–1）当量密度差/
（kg·L–1）延长组中部 1 700 1 800 1.06 14 1.17 1.62 0.10 0.03 12 1.00 1.19 0.07 刘家沟组底部 2 980 3 220 1.08 14 1.17 2.96 0.10 0.03 12 1.00 2.17 0.07 进入刘家沟组前，在钻井液中加入单向压力封闭剂、随钻堵漏剂BZ-ACT和超低渗随钻堵漏剂BZ-SDL-1等堵漏材料，做好防漏工作；钻入刘家沟组后，若钻进过程中发生井漏，必须先进行堵漏作业，堵漏浆配方为6%～8%膨润土+3%～5%单向压力封闭剂+2%～3%复合堵漏剂+1%～2%凝胶+1%超低渗随钻堵漏剂，漏斗黏度在120 s以上。每次下钻时采取分段循环措施，每下钻300.00～500.00 m至少循环钻井液一周，破坏钻井液静止增稠而产生的结构力；循环时开启固控设备，清除因起下钻刮擦井壁产生的虚滤饼及有害固相。
3. 现场应用
3.1 总体应用情况
2018—2019年，苏里格南区块小井眼钻井关键技术现场应用87口井，6口井的钻井周期在10 d以内，平均钻井周期14.16 d，平均机械钻速21.84 m/h，取得了较好的钻井提速效果。现场应用结果发现，改进后的PDC钻头性能稳定，机械钻速高；优选的钻具组合和螺杆钻具能实现二开“两趟钻”的提速要求；采取调控钻井液密度、降低压耗和预加随钻堵漏材料钻易漏层等措施，防漏堵漏效果显著；优化钻井液性能，提高了电测一次成功率。下面以SN0180-03 井为例介绍技术应用情况。
3.2 SN0180-03 井
SN0180-03井是苏里格南区第一口二开井段一趟钻完成的井，采用二开五段制剖面，井身结构如图2所示，完钻井深4 008.00 m，水平位移1 464.17 m，最大井斜角37.37°，小井眼裸眼段长3 292.00 m，机械钻速25.21 m/h，钻井周期11.67 d，创中国石油井深4 001.00～4 500.00 m井钻井周期最短纪录。
针对延长组地层自然降斜率大、长裸眼段井眼轨迹控制难、小井眼摩阻扭矩大和延长组中部与刘家沟组底部易漏等技术难点，为提高钻井速度、缩短钻井周期，应用了苏里格南区小井眼钻井关键技术，取得了显著效果。
1）提高表层造斜效率。一开ϕ215.9 mm 井段自井深420.00 m开始造斜，至造斜终点（井深716.00 m）井斜角达到33.46°，最大狗腿度4.66°/30m。为了提高上部松软地层的造斜效率，选用了ϕ172.0 mm×1.25° 螺杆钻具。
2）采用“螺杆钻具+MWD”控制井眼轨迹。由于地层自然降斜率达（0.49°～1.76°）/30m，因此二开上部井段提前增斜至设计井斜角上限，保证井斜角大于设计井斜角；延长组底部至下部地层自然造斜率（0.49°～1.96°）/30m，减少滑动钻进比例，控制井眼轨迹。
3）降低小井眼摩阻扭矩。钻进期间根据拉力、扭矩变化情况，采取及时短起下钻、加入润滑材料等措施，降低摩阻扭矩，完钻前扭矩为18～24 kN·m，起钻附加拉力为650 kN，比该区块相同位移井的拉力、扭矩都有所降低，保证了该井顺利施工。
4）延长组中部和刘家沟组底部防漏。钻入漏层前，随钻加入2.0%超细碳酸钙，提高钻井液的封堵能力，添加胶液（配方为清水+3.00%有机盐+0.50%～1.00%NAT20+ 0.15%～0.30%KPAM+0.15%～0.30%IND-30），维护钻井液性能；钻进漏层时，加入随钻堵漏剂BZ-SDL-1（配方为井浆+1%～2%BZ-SDL-1+2%超细碳酸钙），钻进过程中未发生井漏。
5）二开采用优化改进的五刀翼PDC钻头。优化水力参数，单只钻头进尺高达3 292.00 m，其中定向进尺342.00 m，机械钻速21.66 m/h。二开实现了一趟钻完成，减少了起下钻更换钻具次数，缩短了钻井周期。
4. 结论与建议
1）针对苏里格南区块小井眼钻井存在的技术难点，开展了PDC钻头设计优化、螺杆钻具优选改进、钻具组合优化、井眼轨迹控制、钻井液优选及性能优化、提高电测一次成功率及防漏堵漏等关键技术研究，形成了苏里格南区块小井眼钻井关键技术。
2）现场80余口井应用表明，进入延长组、刘家沟组采取降低排量钻进、提前加入随钻堵漏剂等措施，防漏堵漏效果显著，解决了苏里格南区块区域性漏失问题。
3）建议开展钻头复合片、精密抗高温仪器研究，以提高工具仪器可靠性、螺杆钻具寿命和钻井液性能稳定性，进一步提高机械钻速；继续完善小井眼钻井技术，以更好地满足小井眼开发需求。
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表 1 不同型号的螺杆钻具施工参数
Table 1 Construction parameters of different types of PDM tools
使用井段 型号 头数 级数 螺杆总长/m 使用井段/m 排量/(L·s–1) 转速/(r·min–1) 扭矩/(N·m) 压降/MPa 功率/kW 上部 5LZ127X7Y-IV 5︰6 5.0 7.42 720～2 300 16 197 3 012 4.0 52 中部 7LZ127X7Y-V 7︰8 3.8 7.66 2 300～3 000 16 120 4 018 3.0 46 下部 7LZ127X7Y-AD 7︰8 3.8 7.66 3 000～4 000 14 60 7 600 3.4 40 
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表 2 地层自然降斜规律统计结果
Table 2 Statistical results of the natural dip law of stratum
地层 造斜规律 降斜率/（（°）·（30m）–1） 直罗组 降斜 0.49～0.74 延安组 降斜 0.49～1.96 延长组 降斜 0.40～3.00 纸坊组 降斜 0.28～0.80 和尚沟组 降斜 0.20～0.80 刘家沟组 降斜 0.23～1.59 石千峰组 降斜 0.20～1.19 石盒子组 降斜 0.22～1.50 山西组 降斜 0.10～0.50 太原组 降斜 0.10～0.50 本溪组 降斜 0.10～0.50 马家沟组 降斜 0.10～0.30
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表 3 降排量后环空当量密度计算结果
Table 3 Calculation results of annular equivalent density after reducing the flowrate
易漏层 垂深/
m井深/
m钻井液密度/
（kg·L–1）排量/
（L·s–1）上返速度/
（m·s–1）环空压耗/
MPa对应当量密度/
（kg·L–1）当量密度差/
（kg·L–1）延长组中部 1 700 1 800 1.06 14 1.17 1.62 0.10 0.03 12 1.00 1.19 0.07 刘家沟组底部 2 980 3 220 1.08 14 1.17 2.96 0.10 0.03 12 1.00 2.17 0.07
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